NO317813B1 - Cementation mixture suitable for pressure cementing and pressure cementing method - Google Patents
Cementation mixture suitable for pressure cementing and pressure cementing method Download PDFInfo
- Publication number
- NO317813B1 NO317813B1 NO19962474A NO962474A NO317813B1 NO 317813 B1 NO317813 B1 NO 317813B1 NO 19962474 A NO19962474 A NO 19962474A NO 962474 A NO962474 A NO 962474A NO 317813 B1 NO317813 B1 NO 317813B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- cementing
- additive
- cement
- mixture
- mixture according
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims description 134
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 6
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 79
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 58
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 40
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 28
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 23
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 22
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 claims description 14
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 14
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims description 9
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims description 8
- 229920003048 styrene butadiene rubber Polymers 0.000 claims description 8
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 7
- 239000006229 carbon black Substances 0.000 claims description 6
- 238000012856 packing Methods 0.000 claims description 6
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 claims description 4
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 claims description 4
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 claims description 2
- 239000001036 manganese pigment Substances 0.000 claims description 2
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 claims 2
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 claims 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 14
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 14
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 13
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 12
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 12
- 229920000126 latex Polymers 0.000 description 10
- 239000004816 latex Substances 0.000 description 10
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 10
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 9
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 9
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 description 6
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 6
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 6
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 description 5
- 239000002174 Styrene-butadiene Substances 0.000 description 5
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 5
- 239000008119 colloidal silica Substances 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 125000001273 sulfonato group Chemical group [O-]S(*)(=O)=O 0.000 description 4
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 3
- 229920000417 polynaphthalene Polymers 0.000 description 3
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 description 3
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 3
- 239000002893 slag Substances 0.000 description 3
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 3
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- KWMLJOLKUYYJFJ-UHFFFAOYSA-N 2,3,4,5,6,7-Hexahydroxyheptanoic acid Chemical compound OCC(O)C(O)C(O)C(O)C(O)C(O)=O KWMLJOLKUYYJFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 2-Methyl-2-[(1-oxo-2-propenyl)amino]-1-propanesulfonic acid Chemical class OS(=O)(=O)CC(C)(C)NC(=O)C=C XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical group 0.000 description 2
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- JXLHNMVSKXFWAO-UHFFFAOYSA-N azane;7-fluoro-2,1,3-benzoxadiazole-4-sulfonic acid Chemical compound N.OS(=O)(=O)C1=CC=C(F)C2=NON=C12 JXLHNMVSKXFWAO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- MTAZNLWOLGHBHU-UHFFFAOYSA-N butadiene-styrene rubber Chemical compound C=CC=C.C=CC1=CC=CC=C1 MTAZNLWOLGHBHU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007859 condensation product Substances 0.000 description 2
- 229910052593 corundum Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 2
- DOIRQSBPFJWKBE-UHFFFAOYSA-N dibutyl phthalate Chemical compound CCCCOC(=O)C1=CC=CC=C1C(=O)OCCCC DOIRQSBPFJWKBE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 239000000049 pigment Substances 0.000 description 2
- 229920000447 polyanionic polymer Polymers 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000004071 soot Substances 0.000 description 2
- 239000011115 styrene butadiene Substances 0.000 description 2
- 229910001845 yogo sapphire Inorganic materials 0.000 description 2
- -1 14M compound Chemical class 0.000 description 1
- 229920000536 2-Acrylamido-2-methylpropane sulfonic acid Polymers 0.000 description 1
- 241000252073 Anguilliformes Species 0.000 description 1
- 239000010755 BS 2869 Class G Substances 0.000 description 1
- RGHNJXZEOKUKBD-SQOUGZDYSA-N D-gluconic acid Chemical compound OC[C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)C(O)=O RGHNJXZEOKUKBD-SQOUGZDYSA-N 0.000 description 1
- RGHNJXZEOKUKBD-UHFFFAOYSA-N D-gluconic acid Natural products OCC(O)C(O)C(O)C(O)C(O)=O RGHNJXZEOKUKBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FEWJPZIEWOKRBE-JCYAYHJZSA-N Dextrotartaric acid Chemical compound OC(=O)[C@H](O)[C@@H](O)C(O)=O FEWJPZIEWOKRBE-JCYAYHJZSA-N 0.000 description 1
- SXRSQZLOMIGNAQ-UHFFFAOYSA-N Glutaraldehyde Chemical compound O=CCCCC=O SXRSQZLOMIGNAQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004117 Lignosulphonate Substances 0.000 description 1
- 229920000877 Melamine resin Polymers 0.000 description 1
- 229920005372 Plexiglas® Polymers 0.000 description 1
- 229920002125 Sokalan® Polymers 0.000 description 1
- FEWJPZIEWOKRBE-UHFFFAOYSA-N Tartaric acid Natural products [H+].[H+].[O-]C(=O)C(O)C(O)C([O-])=O FEWJPZIEWOKRBE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002390 adhesive tape Substances 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 1
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002902 bimodal effect Effects 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N carbonic acid Chemical class OC(O)=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 235000009508 confectionery Nutrition 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 1
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 229920002457 flexible plastic Polymers 0.000 description 1
- IVJISJACKSSFGE-UHFFFAOYSA-N formaldehyde;1,3,5-triazine-2,4,6-triamine Chemical compound O=C.NC1=NC(N)=NC(N)=N1 IVJISJACKSSFGE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 229950006191 gluconic acid Drugs 0.000 description 1
- 235000012208 gluconic acid Nutrition 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002440 industrial waste Substances 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N iron(III) oxide Inorganic materials O=[Fe]O[Fe]=O JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019357 lignosulphonate Nutrition 0.000 description 1
- AMWRITDGCCNYAT-UHFFFAOYSA-L manganese oxide Inorganic materials [Mn].O[Mn]=O.O[Mn]=O AMWRITDGCCNYAT-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- PPNAOCWZXJOHFK-UHFFFAOYSA-N manganese(2+);oxygen(2-) Chemical class [O-2].[Mn+2] PPNAOCWZXJOHFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JDSHMPZPIAZGSV-UHFFFAOYSA-N melamine Chemical compound NC1=NC(N)=NC(N)=N1 JDSHMPZPIAZGSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 229920000580 poly(melamine) Polymers 0.000 description 1
- 229920001467 poly(styrenesulfonates) Polymers 0.000 description 1
- 229920000867 polyelectrolyte Polymers 0.000 description 1
- 239000004848 polyfunctional curative Substances 0.000 description 1
- 239000004926 polymethyl methacrylate Substances 0.000 description 1
- 229920001451 polypropylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- 229920001296 polysiloxane Polymers 0.000 description 1
- 229960002796 polystyrene sulfonate Drugs 0.000 description 1
- 239000011970 polystyrene sulfonate Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 230000009257 reactivity Effects 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 239000003340 retarding agent Substances 0.000 description 1
- 230000000979 retarding effect Effects 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 235000002906 tartaric acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000011975 tartaric acid Substances 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B20/00—Use of materials as fillers for mortars, concrete or artificial stone according to more than one of groups C04B14/00 - C04B18/00 and characterised by shape or grain distribution; Treatment of materials according to more than one of the groups C04B14/00 - C04B18/00 specially adapted to enhance their filling properties in mortars, concrete or artificial stone; Expanding or defibrillating materials
- C04B20/0076—Use of materials as fillers for mortars, concrete or artificial stone according to more than one of groups C04B14/00 - C04B18/00 and characterised by shape or grain distribution; Treatment of materials according to more than one of the groups C04B14/00 - C04B18/00 specially adapted to enhance their filling properties in mortars, concrete or artificial stone; Expanding or defibrillating materials characterised by the grain distribution
- C04B20/008—Micro- or nanosized fillers, e.g. micronised fillers with particle size smaller than that of the hydraulic binder
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/428—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells for squeeze cementing, e.g. for repairing
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S106/00—Compositions: coating or plastic
- Y10S106/01—Fly ash
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Ceramic Engineering (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Nanotechnology (AREA)
- Structural Engineering (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Description
Oppfinnelsen angår en sementeringsblanding egnet for trykksementering, omfattende en væskefase og en faststoffase som utgjøres av en kombinasjon av faste partikkelstoffer omfattende sement, og minst ett partikkeltilsetningsstoff som er finere enn sement, hvis forhold er valgt for å maksimalisere pakkingsvolumfraksjonen. The invention relates to a cementing mixture suitable for pressure cementing, comprising a liquid phase and a solid phase which is constituted by a combination of solid particulate substances comprising cement, and at least one particulate additive which is finer than cement, the ratio of which is chosen to maximize the packing volume fraction.
Videre angår oppfinnelsen en trykksementeringsfremgangsmåte. Furthermore, the invention relates to a pressure cementing method.
Før iverksettelse av en produksjon fra en oljebrønn, blir et foringsrør eller et spiralrør senket i borehullet og sementert over hele eller en del av sin lengde. Sementeringen hindrer primært fluidutveksling mellom de ulike formasjonssjikt rundt borehullet og hindrer gass i å stige gjennom det ringformede rom som omgir foringsrøret, eller begrenser innstrømningen av vann til produksjonsbrønnen. Before initiating production from an oil well, a casing or spiral pipe is lowered into the borehole and cemented over all or part of its length. The cementing primarily prevents fluid exchange between the various formation layers around the borehole and prevents gas from rising through the annular space that surrounds the casing, or limits the inflow of water into the production well.
I EP 0621247 er det beskrevet en sementeringsblanding, omfattende en væskefase og en faststoffase som utgjøres av en kombinasjon av faste partikkelstoffer omfattende sement, og minst ett partikkeltilsetningsstoff, In EP 0621247, a cementing mixture is described, comprising a liquid phase and a solid phase which is made up of a combination of solid particulate substances comprising cement, and at least one particulate additive,
som er finere enn sement, hvis forhold er valgt for å maksimalisere pakkingsvolumfraksjonen. Slike sementeringsblandinger er nyttige ved brønnsementeringsforløp. which is finer than cement, the ratio of which is chosen to maximize the packing volume fraction. Such cementing mixtures are useful in well cementing processes.
I noen tilfeller synes det som om det sementerte, ringformede rom ikke oppfyller sin primærfunksjon og fluider finner en bane gjennom porer, mikrosprekker eller andre hulrom i sementen eller gjennom et "mikroringrom" ved overgangen mellom sementen og foringsrøret eller mellom sementen og formasjonen. Hull eller sprekker kan også ha blitt fremstilt med vilje, f.eks. ved begynnelsen av brønnlivet, men kan bli uønsket når utnyttelsen av brønnen fortsetter. In some cases, it appears that the cemented annular space does not fulfill its primary function and fluids find a path through pores, micro-cracks or other voids in the cement or through a "micro-annulus" at the transition between the cement and the casing or between the cement and the formation. Holes or cracks may also have been produced on purpose, e.g. at the beginning of the well's life, but may become undesirable as exploitation of the well continues.
For å eliminere slike feil ved tetningen, må en reparasjons- eller trykksementering bli utført. Under slike arbeidsoperasjoner blir en velling av fin sement innsprøytet under trykk i sprekkene^ mikrosprekkene eller andre åpninger som skal blokkeres. To eliminate such defects in the seal, a repair or pressure cementation must be carried out. During such work operations, a slurry of fine cement is injected under pressure into the cracks^ microcracks or other openings to be blocked.
De tekniske hovedvanskeligheter som er forbundet med trykksementering blir også påtruffet under andre operasjoner, spesielt anbringelsen av sementplugger f.eks. for å isolere en sone i brønnen for spesiell behandling eller for gruspakkingsementéring. Denne pakking blir benyttet for å filtrere sanden i ukonsoliderte formasjoner mens olje tillates å strømme gjennom. The main technical difficulties associated with pressure cementing are also encountered during other operations, especially the placement of cement plugs e.g. to isolate a zone in the well for special treatment or for gravel pack cementation. This packing is used to filter the sand in unconsolidated formations while allowing oil to flow through.
Etter utnyttelsen av brønnen, kan det. i de produktive områder av formasjonene bli innført saltlake og det blir nødvendig å fjerne gruspakningen - med alle de resulterende vanskeligheter - eller å plugge den ved sementering gjennom grusen. After the exploitation of the well, it can. in the productive areas of the formations, brine is introduced and it becomes necessary to remove the gravel pack - with all the resulting difficulties - or to plug it by cementing through the gravel.
En sementvelling eller -blanding er en dispersjon av faste partikler som formodes å være kuleformede, i et fluid. Blandingen kan bare penetrere inn i en sprekk dersom de største partikler er mindre enn sprekken. Dette er ganske innlysende, men det må tas hensyn til et trekk som er velkjent av alle spesialister vedrørende strømning av suspensjoner, nemlig at en blanding kan penetrere dypt inn i en sprekk bare dersom diameteren av partiklene er tre eller flere ganger mindre enn diameteren av sprekkåpningen. A cement slurry or mixture is a dispersion of solid particles, which are assumed to be spherical, in a fluid. The mixture can only penetrate into a crack if the largest particles are smaller than the crack. This is quite obvious, but one must take into account a feature well known to all specialists in the flow of suspensions, namely that a mixture can penetrate deep into a crack only if the diameter of the particles is three or more times smaller than the diameter of the crack opening .
En vanlig Portlandsement inneholder partikler med en gjennomsnittlig diameter på ca. 20 mikrometer (um) idet de største partikler har en diameter på ca. 70 jim til 90 u.m. Under disse betingelser burde sementeringsblandingen være i stand til å penetrere lett inn i sprekker som har en bredde på f.eks. 300 jim. Dette er sikkert ikke tilfellet i praksis. A normal Portland cement contains particles with an average diameter of approx. 20 micrometers (um), the largest particles having a diameter of approx. 70 jim to 90 u.m. Under these conditions, the cementing mixture should be able to penetrate easily into cracks that have a width of e.g. 300 jim. This is certainly not the case in practice.
Det er således blitt foreslått fine eller meget fine sementer som har en gjennomsnittlig diameter på mindre enn 10 u.m eller bare noen få mikrometer, idet de største partiklene ikke overskrider f.eks. 30 jam. Disse sementer som vanligvis kalles "mikrosementer", har en forholdsvis skuffende ytelse hva deres evne til å penetrere angår, selv når dé er grundig dispergert ved bruk av vanlige dispersjonstilsetningsstoffer såsom polyanioner som inneholder sulfonatgrupper. Fine or very fine cements have thus been proposed which have an average diameter of less than 10 µm or only a few micrometres, the largest particles not exceeding e.g. 30 jams. These cements, commonly called "microcements", have a relatively disappointing performance in terms of their ability to penetrate, even when thoroughly dispersed using common dispersing additives such as polyanions containing sulfonate groups.
Da reaksjonsevnen av en sementeringsblanding videre øker med det spesifikke overflateareal av dens partikler, dvs. med dens grad av finhet, er det ikke alltid klokt å redusere størrelsen av sementpartiklene for meget, da det består en risiko for at sementen bunnfelles for raskt, før anbringelsesoperasjonen er fullført. As the reactivity of a cementing mixture further increases with the specific surface area of its particles, i.e. with its degree of fineness, it is not always wise to reduce the size of the cement particles too much, as there is a risk of the cement settling too quickly, before the placing operation is completed.
Hensikten med oppfinnelsen.er å skaffe nye sammensetninger for trykksementer, spesielt for sementeringsoperasjoner ved olje-, gass-, vann-, geotermiske og lignende brønner, hvilke sammensetninger har forbedrede penetreringsegenskaper sammenlignet med sammensetninger av kjent type. The purpose of the invention is to provide new compositions for pressure cements, especially for cementing operations at oil, gas, water, geothermal and similar wells, which compositions have improved penetration properties compared to compositions of a known type.
Vi har oppdaget at de dårlige resultater som har blitt oppnådd med sammensetninger av den kjente type vanligvis skyldes en for stor økning i viskositeten av sementeringsblandingen på grunn av fluidtap. We have discovered that the poor results which have been obtained with compositions of the known type are usually due to an excessive increase in the viscosity of the cementing mixture due to fluid loss.
Sprekkene eller andre åpninger som skal blokkeres ved trykksementering, er alle i det minste delvis begrenset av porøse vegger (formasjonen rundt borehullet eller herdet sement fra en primærsementering) som utgjør en hovedforskjell sammenlignet med vanlig strømning i et rør. Det lett porøse medium har en tendens til å tørke ut sementeringsblandingen ved fjerning av et parti av dens vannfase, noe som resulterer i en økning av blandingens viskositet og derved en økning av friksjonen med veggene og en hindring av den videre inntrengning av blandingen i sprekken. Denne friksjonsøkning har en tendens til å fremme en utveksling med det porøse medium og således frembringe et ytterligere fluidtap. Sementeringsblandingen må være meget stabil fordi innføringen eller innsprøytingen i en smal sprekk fremmer bunnfellingen og dannelsen av fritt vann som kan føre til pseudokromatografi, idet nemlig de partikler av blandingen som har størst densitet, blir avsatt ved innløpet av sprekken, noe som selvfølgelig hindrer en dypere penetrering av den gjenværende blanding som skal innføres i sprekken. Videre er det klart at den lille mengde av sementeringsblanding som lykkes i å penetrere inn i sprekken, ikke vil skaffe en tilstrekkelig god kvalitetssement, spesielt fordi dens styrke er meget liten. The fractures or other openings to be blocked by pressure cementing are all at least partially confined by porous walls (the formation around the borehole or hardened cement from a primary cementing) which presents a major difference compared to normal flow in a pipe. The slightly porous medium tends to dry out the cementing mixture by removing part of its water phase, which results in an increase in the viscosity of the mixture and thereby an increase in the friction with the walls and an obstacle to the further penetration of the mixture into the crack. This increase in friction tends to promote an exchange with the porous medium and thus produce a further fluid loss. The cementing mixture must be very stable because the introduction or injection into a narrow crack promotes sedimentation and the formation of free water which can lead to pseudochromatography, namely the particles of the mixture that have the greatest density are deposited at the entrance of the crack, which of course prevents a deeper penetration of the remaining mixture to be introduced into the crack. Furthermore, it is clear that the small amount of cementing mixture that succeeds in penetrating into the crack will not provide a sufficiently good quality cement, especially because its strength is very small.
Det skal understrekes at trykk- eller pressementeringsoperasjonene alltid er i en mindre gunstige med hensyn til fluidtap fordi utvekslingsarealene med formasjoner eller annen porøse media er meget større. For primærsementering (sementering av ringrommet rundt et foringsrør), er areal-tii-volum-forholdet vanligvis mindre enn 1 og ofte ca. 0,4. I motsetning til dette er forhold på ca. 25 normale for trykksementeringsoperasjoner. It should be emphasized that the pressure or press cementing operations are always less favorable with regard to fluid loss because the exchange areas with formations or other porous media are much larger. For primary cementing (cementing the annulus around a casing), the area-tii-volume ratio is usually less than 1 and often about 0.4. In contrast, ratios of approx. 25 normal for pressure cementing operations.
Oppfinnelsen skaffer en sementeringsblanding egnet for trykksementering, omfattende en væskefase og en faststoffase som utgjøres av en kombinasjon av faste partikkelstoffer omfattende sement, og minst ett partikkeltilsetningsstoff som er finere enn sement, hvis forhold er valgt for å The invention provides a cementing mixture suitable for pressure cementing, comprising a liquid phase and a solid phase consisting of a combination of solid particulate substances comprising cement, and at least one particulate additive which is finer than cement, the ratio of which is chosen to
maksimalisere pakkingsvolumfraksjonen, karakterisert ved at maximize the packing volume fraction, characterized by that
- sementen har en gjennomsnittlig partikkelstørrelse på mellom 0,3 |um og 10 um, - partikkeltilsetningsstoffet er uløselig i væskefasen, har en gjennomsnittlig partikkelstørrelse på mellom 0,05 \ im og 0,5 um og er valgt blant styren-butadien-gummilatekser, silikaaske, manganpigmentaske, sot og polymermikrogeler, - blandingen omfatter et dispersjonsmiddel og et væskefluidtap-tilsetningsstoff, og - beskaffenheten og konsentrasjonen av væskefluidtap-tilsetningsstoffet og kombinasjonen av faste partikkelstoffer er slik at API-væsketapet for blandingen er mindre enn 30 ml og variasjoner i viskositeten av blandingen på grunn av fluidtap er minimalisert. - the cement has an average particle size of between 0.3 µm and 10 µm, - the particle additive is insoluble in the liquid phase, has an average particle size of between 0.05 µm and 0.5 µm and is selected from styrene-butadiene-rubber latexes, silica ash, manganese pigment ash, carbon black and polymer microgels, - the mixture comprises a dispersant and a liquid fluid loss additive, and - the nature and concentration of the liquid fluid loss additive and the combination of solid particulate matter are such that the API liquid loss for the mixture is less than 30 ml and variations in viscosity of the mixture due to fluid loss is minimized.
Fluidtapet er fortrinnsvis på mindre enn 20 ml og fortrinnsvis mindre enn 15 ml, idet verdiene er målt under anvendelse av API- (American Petroleum Institute), standarden, Spee. 10, Appendix F. The fluid loss is preferably less than 20 ml and preferably less than 15 ml, the values being measured using the API (American Petroleum Institute) standard, Spee. 10, Appendix F.
Det skal bemerkes at den tidligere kjente teknikk i stor grad har undervurdert betydningen av fluidtap for trykksementeringsblandinger. Nåværende anbefalinger basert hovedsakelig på arbeidet av Hook, F.E. og Ernst, E.A. It should be noted that the prior art has largely underestimated the importance of fluid loss for pressure cementing mixtures. Current recommendations based mainly on the work of Hook, F.E. and Ernst, E.A.
(SPE 15104, 1969, "The Effects of Low-Water-Loss Additives, Squeeze Pressure, and Formation Permeability on the Dehydration Rate of a Squeeze Cementing Slurry"), er at det ikke skal gås utover 200 ml API, f.eks. ved formasjoner med særdeles liten permeabilitet, 100 ml til 200 ml API ved formasjoner som er litt permeable, og 35 ml til 100 ml API ved formasjoner som er meget permeable (permeabilitet større enn 100 milliDarcy). De fleste av de tilsetningsstoffer som gir et lite fluidtap, øker videre den plastiske viskositet av sementblandningen, mens hovedkriteriet ved den kjente teknikk er behovet for en plastisk viskositet som er så liten som mulig for å lette penetreringen av blandingen i sprekkene. (SPE 15104, 1969, "The Effects of Low-Water-Loss Additives, Squeeze Pressure, and Formation Permeability on the Dehydration Rate of a Squeeze Cementing Slurry"), is that it should not go beyond 200 ml of API, e.g. in formations with extremely low permeability, 100 ml to 200 ml API in formations that are slightly permeable, and 35 ml to 100 ml API in formations that are very permeable (permeability greater than 100 milliDarcy). Most of the additives that cause a small fluid loss further increase the plastic viscosity of the cement mixture, while the main criterion in the known technique is the need for a plastic viscosity that is as small as possible to facilitate the penetration of the mixture into the cracks.
I den grad fluidtap i stor grad kan bli redusert, men ikke unngått fullstendig, To the extent that fluid loss can be largely reduced, but not completely avoided,
er det fordelaktig at reologien av sementeringsblandingen er så liten som mulig. Utrykket "reologi" dekker ikke bare plastisk viskositet, hvis betydning er innsett ved den ovenfor angitte, tidligere kjente teknikk, men også i en viss grad hovedsakelig flytegrensen for blandingen. Forholdsvis store fluidtap blir bedre tolerert når startreologien for formelen eller blandingen er liten. it is advantageous that the rheology of the cementing mixture is as small as possible. The term "rheology" covers not only plastic viscosity, the meaning of which is understood by the above-mentioned prior art, but also to some extent mainly the yield strength of the mixture. Relatively large fluid losses are better tolerated when the initial rheology of the formula or mixture is small.
Stor reologi øker trykkfallet og således det trykk som må bli utøvet mot fluidet for å presse det inn i sprekken. En økning av dette trykk bidrar imidlertid til å øke fluidtapet, noe som er meget skadelig som nevnt ovenfor. Høy flytegrense forårsaker også tilstopping i den sprekk som skal fylles. High rheology increases the pressure drop and thus the pressure that must be exerted against the fluid to force it into the crack. However, an increase in this pressure contributes to increasing fluid loss, which is very harmful as mentioned above. High yield strength also causes clogging in the crack to be filled.
Foretrukne sammensetninger ifølge oppfinnelsen har en flytegrense på mindre enn 10 lbf/100 ft<2> (4,8 Pa), fortrinnsvis mindre enn 5 lbf/100 ft<2>Preferred compositions of the invention have a yield strength of less than 10 lbf/100 ft<2> (4.8 Pa), preferably less than 5 lbf/100 ft<2>
(2,4 Pa) og mer fordelaktig mindre enn 2 lbf/100 ft<2> (0,9 Pa). Den plastiske viskositet er fortrinnsvis mindre enn 100 cP (0,1 Pa s). (2.4 Pa) and more advantageously less than 2 lbf/100 ft<2> (0.9 Pa). The plastic viscosity is preferably less than 100 cP (0.1 Pa s).
For dette formål omfatter sammensetningene eller blandingene ifølge oppfinnelsen et dispersjonsmiddel som reduserer reologien av sementeringsblandingen. Vanlig dispersjonsmidler kan bli benyttet. Eksempler er polyelektrolytter, f.eks. ladede vannløslige polymerer, spesielt polyanioner som inneholder sulfonatgrupper som er festet til en ryggrad som utgjøres av én sterkt forgrenet polymer, såsom polymelaminsulfonat (PMS), polynaftalinsulfonat (PNS), idet kondenseringsproduktet av melamin/formaldehyd inneholder sulfonatgrupper, polystyrensulfonat eller lingosulfonater. Polyakrylsyrer med liten molekylarvekt utgjør en annen stor klasse av joniske dispersjonsmidler som blir benyttet meget i bygningsindustrien, men som er lite benyttet i oljeindustrisementer på grunn av deres store retarderingsvirkning. Andre ikke-ioniske dispersjonsmidler såsom cellulosederivater, polyvinylalkohol, polysakkarider med liten molekylarvekt etc. er også kjent. For this purpose, the compositions or mixtures according to the invention comprise a dispersant which reduces the rheology of the cementing mixture. Common dispersants can be used. Examples are polyelectrolytes, e.g. charged water-soluble polymers, especially polyanions containing sulfonate groups attached to a backbone consisting of one highly branched polymer, such as polymelamine sulfonate (PMS), polynaphthalene sulfonate (PNS), the condensation product of melamine/formaldehyde containing sulfonate groups, polystyrene sulfonate or lingosulfonates. Low molecular weight polyacrylic acids form another large class of ionic dispersants which are widely used in the construction industry, but which are little used in oil industry cements due to their great retarding effect. Other non-ionic dispersants such as cellulose derivatives, polyvinyl alcohol, low molecular weight polysaccharides etc. are also known.
Enhver, arbeidsoperasjon i en oljebrønn krever en formel eller en blanding som er stabil over en forholdsvis lang tid, og det er innlysende at det ville være hensiktsløst å produsere en komplisert formel eller blanding hvbr det blir benyttet forskjellige tilsetningsstoffer, dersom den blanding som blir innført i sprekkene var en helt annen. Spesielt krever dette at sementeringsblandingen har ingen eller praktisk talt ingen tendens til å segregere, noe som betyr tilstedeværelsen av meget små mengder av fritt vann. Som angitt ovenfor medfører ustabiliteter psevdokromatografi i den sprekk som skal blokkeres. Det foretrekkes således blandinger eller sammensetninger med en mengde fritt vann på ca. 0 ml, f.eks. mindre enn 2 ml, målt under betingelsene i API Spee 10 (avsnitt 6 eller Appendix M). Bunnfellingen er fortrinnsvis mindre enn 5 %, mer fordelaktig mindre enn 2 %. Any work operation in an oil well requires a formula or a mixture that is stable over a relatively long time, and it is obvious that it would be pointless to produce a complicated formula or mixture where different additives are used, if the mixture that is introduced in the cracks was completely different. In particular, this requires that the cementing mixture has no or practically no tendency to segregate, which means the presence of very small amounts of free water. As indicated above, instabilities cause pseudochromatography in the crack to be blocked. Mixtures or compositions with an amount of free water of approx. 0 ml, e.g. less than 2 ml, measured under the conditions of API Spee 10 (Section 6 or Appendix M). Precipitation is preferably less than 5%, more advantageously less than 2%.
Da densiteten av blandingen under pressing eller trykking ikke spiller en stor rolle bortsett fra for styrken av den herdede sement, kan densiteten av trykksementeringsblandingen ifølge oppfinnelsen bli innstilt ganske fritt som en funksjon av karakteristikkene av det omgivende fjell for å balansere de trykk som utøves av formasjonen og den innsprøytede blanding. En blanding som er for tett risikerer å ødelegge fjellet i likhet med et sprekkdanningsfluid. Dersom tettheten er for liten, består det på den annen side en risiko for innstrømning av fluider som befinner seg utenfor. Tettheten blir innstilt på kjent måte ved innstilling av mengden av vann og ved tilførsel av en egnet mengde av partikkeltilslag såsom silika, sand, industriavfall, leire, barytt, etc. Since the density of the mixture during compression does not play a major role except for the strength of the hardened cement, the density of the pressure cementing mixture according to the invention can be adjusted quite freely as a function of the characteristics of the surrounding rock to balance the pressures exerted by the formation and the injected mixture. A mixture that is too dense risks destroying the rock like a fracturing fluid. If the density is too small, on the other hand, there is a risk of inflow of fluids that are outside. The density is adjusted in a known manner by setting the amount of water and by supplying a suitable amount of particulate aggregates such as silica, sand, industrial waste, clay, barite, etc.
Sementen er fortrinnsvis en mikrosement, men det skal understrekes at det i mange tilfeller kan bli benyttet en vanlig sement som vist nedenfor. Uttrykket "mikrosement" betyr en sement som er dannet av partikler med en gjennomsnittlig kornstørrelse på mellom 0,3 \ xm og 10 p.m. Mikrosementer som inneholder partikler som ikke er større enn 30 (im er mer foretrukket, med en partikkelstørrelsefordeling slik at minst 90 % har en diameter på mindre enn 20 jim og 50 % har en diameter på mindre enn 7 u,m. The cement is preferably a micro cement, but it should be emphasized that in many cases a normal cement can be used as shown below. The term "microcement" means a cement formed from particles having an average grain size of between 0.3 µm and 10 µm. Microcements containing particles no larger than 30 µm are more preferred, with a particle size distribution such that at least 90% have a diameter of less than 20 µm and 50% have a diameter of less than 7 µm.
Den kjemiske sammensetning av mikrosementer ifølge oppfinnelsen kan tilsvare sammensetningen av en sement av portlandtypen, en slaggklinker, en Portlandsement/slaggklinkerblanding eller The chemical composition of microcements according to the invention can correspond to the composition of a Portland-type cement, a slag clinker, a Portland cement/slag clinker mixture or
Portlandsement/silikaaskeblahdinger. Portland cement/silica ash liners.
For å minimalisere både reologi og fluidtap, blir det spesielt foretrukket en tilsetning av partikler som er finere enn mikrosementen, og som ikke er løselige i væskefasen. Forholdene av faste stoffer både innbyrdes og som en funksjon av deres respektive kornstørrelser, er valgt slik at pakkingsvolumfraksjonen (PVF) er maksimalisert eller i det minste at forholdene er slike at den maksimale PVF nesten blir oppnådd. In order to minimize both rheology and fluid loss, an addition of particles which are finer than the microcement and which are not soluble in the liquid phase is particularly preferred. The ratios of solids both to each other and as a function of their respective grain sizes are chosen so that the packing volume fraction (PVF) is maximized or at least that the ratios are such that the maximum PVF is nearly achieved.
Valget av forholdene av de faste stoffer i forhold til væsken (eller blandings fluidet) er slik at den resulterende blanding er i den tilstand hvori bunnfelling er hindret, hvor de faste partikler oppfører seg kollektivt som et fast, porøst materiale, idet de prosentuelle andeler av de forskjellige fraksjoner er de samme fra toppen til bunnen av søylen, mens partikler med ulike størrelser eller ulike densiteter bunnfeller separat ved ulike hastigheter utenfor dette område. I praksis tilsvarer denne grenseverdi som avhenger av de valgte kornstørrelser, konsentrasjoner av faste materialer som er meget større enn de som blir benyttet for sementeringsblandinger. The choice of the ratio of the solids in relation to the liquid (or mixing fluid) is such that the resulting mixture is in a state in which sedimentation is prevented, where the solid particles behave collectively as a solid, porous material, with the percentages of the different fractions are the same from the top to the bottom of the column, while particles of different sizes or different densities settle separately at different speeds outside this area. In practice, this limit value, which depends on the selected grain sizes, corresponds to concentrations of solid materials that are much greater than those used for cementing mixtures.
Volumforholdet mellom dette partikkeltilsetningsstoff og sementen er vanligvis i området på mellom 10 % og 50 %, fortrinnsvis i området på mellom 20 % og 40 %, og mer fordelaktig nær 30 %. Beskaffenheten av tilsetningsstoffet er ikke kritisk forutsatt at det er forenelig med sementen, er i gjennomsnitt hovedsakelig kuleformet, uten anisotropi, og har en kornstørrelse som er forskjellig fra kornstørrelsen av sementen. The volume ratio between this particulate additive and the cement is usually in the range of between 10% and 50%, preferably in the range of between 20% and 40%, and more advantageously close to 30%. The nature of the admixture is not critical provided it is compatible with the cement, is on average substantially spherical, without anisotropy, and has a grain size different from the grain size of the cement.
Under disse betingelser fremgår det for et identisk fluidtap, at sammensetningen ifølge oppfinnelsen har en mindre økning i viskositet enn en vanlig sammensetning uten et tilsetningsstoff. Dette er tilfellet i større grad jo større sementens densitet er. En sement uten et tilsetningsstoff har etter et fluidtap på 100 ml, en viskositet som er lik viskositeten av fluidet ifølge oppfinnelsen når det har mistet 130 ml, idet disse verdier er oppgitt for blandinger med en densitet på 18 ppg (2.15 g/cm<J>). Under these conditions, it appears for an identical fluid loss, that the composition according to the invention has a smaller increase in viscosity than a normal composition without an additive. This is the case to a greater extent the greater the cement's density. A cement without an additive has, after a fluid loss of 100 ml, a viscosity equal to the viscosity of the fluid according to the invention when it has lost 130 ml, these values being given for mixtures with a density of 18 ppg (2.15 g/cm<J >).
Et spesielt foretrukket eksempel på et partikkeltilsetningsstoff ifølge oppfinnelsen utgjøres av latekser, spesielt styren-butadien-latekser, SBR (styren-.butadiengummi) som fordelaktig er fullstendig forenlig med sementer og kan leveres med kornstørrelser på mellom ca. 0,15 fim og 0,4 jam. Disse latekser blir fordelaktig benyttet sammen med et dispersjonsmiddel, spesielt dersom sementeringsblandingen har et faststoffinnhold på mer enn 35 % eller 40 %. Eksempler på dispersjonsmidler er sulfonater såsom polynaftalinsulfonat (PNS) eller melaminsulfonat, idet andre anioniske dispersjonsmidler også er egnede. A particularly preferred example of a particulate additive according to the invention consists of latexes, especially styrene-butadiene latexes, SBR (styrene-butadiene rubber) which is advantageously completely compatible with cements and can be supplied with grain sizes of between approx. 0.15 fim and 0.4 jam. These latexes are advantageously used together with a dispersant, especially if the cementing mixture has a solids content of more than 35% or 40%. Examples of dispersants are sulphonates such as polynaphthalene sulphonate (PNS) or melamine sulphonate, other anionic dispersants are also suitable.
Andre partikkeltilsetningsstoffer som er karakterisert ved kornstørrelser nær kornstørrelsene av SBR-latekser, kan også bli benyttet med meget gode resultater. Spesielle eksempler er partikler som utgjøres av silikakondensat av typen silikaaske, et kondensat av manganoksider i pigmentaske, noen fine soter, kjønrøk, og noen polymermikrogeler såsom et stoff som styrer fluidtapet. I det følgende skal disse partikler generelt betegnes som "meget fine". Other particle additives which are characterized by grain sizes close to the grain sizes of SBR latexes can also be used with very good results. Special examples are particles made up of silica condensate of the silica ash type, a condensate of manganese oxides in pigment ash, some fine soot, carbon black, and some polymer microgels as a substance that controls fluid loss. In what follows, these particles are generally referred to as "very fine".
Med unntak av lateks og polymermikrogeler, er disse partikler ikke kjent som midler som styrer fluidtap. Under de foretrukne forhold ifølge oppfinnelsen, kan de imidlertid skafte meget små fluidtap selv i fravær av ethvert tilsetningsstoff med det spesielle formål å skaffe et lite vanntap. With the exception of latex and polymer microgels, these particles are not known as fluid loss control agents. Under the preferred conditions according to the invention, however, they can cause very small fluid losses even in the absence of any additive with the particular purpose of obtaining a small water loss.
De foretrukne sammensetninger ifølge oppfinnelsen kan således ses å omfatte: The preferred compositions according to the invention can thus be seen to include:
• en fluidhoveddel, spesielt en vannhoveddel, • a fluid body, especially a water body,
• et dispersjonsmiddel i løsning i vannfasen og, etter ønske, andre væsketilsetningsmidler som er kjent fra tidligere, spesielt antiskummidler og retarderende midler; eller mer spesielt sementherdemidler, • a dispersing agent in solution in the water phase and, if desired, other liquid additives known from the past, in particular antifoam agents and retarding agents; or more specifically cement hardeners,
• faste partikler i form av kombinasjoner fra de følgende kategorier: • solid particles in the form of combinations from the following categories:
"fine" sementpartikler med en gjennomsnittlig kornstørrelse på mellom 0,3 (im og 10 (im (mikrosement), og "fine" cement particles with an average grain size of between 0.3 µm and 10 µm (microcement), and
"meget fine", partikler med en gjennomsnittlig kornstørrelse på mellom 0,05 u,m og 0,5 jim, f.eks. en lateks, et silikakondensat av silikaasketypen, et kondensat av magnanoksider i pigmentaske, noen fine soter, kjønrøk, eller visse polymermikrogeler såsom stoffer som styrer et fluidtap. "very fine", particles with an average grain size of between 0.05 µm and 0.5 µm, e.g. a latex, a silica condensate of the silica ash type, a condensate of magnan oxides in pigment ash, some fine soot, carbon black, or certain polymer microgels such as substances that control a fluid loss.
Ved en spesielt foretrukket variant av oppfinnelsen, er det skaffet minst én tredje type av faste partikler, idet disse er 5 til 100 ganger mindre og fortrinnsvis ca. 10 ganger mindre enn de "meget fine" partikler. For disse "ultrafine" partikler kan det bli benyttet dispergerte kolloidalsilikaer eller aluminaer (gjennomsnittlig kornstørrelse 3 nanometer (nm) til 60 nm, fortrinnsvis 15 nm til 40 nm) eller nanolatekser. Denne sammensetning omfatter fortrinnsvis mellom 10 % og 40 % av "meget fine" partikler og mellom 5 % og 30 % av "ultrafine" partikler, idet de prosentuelle andeler vedrører det samlede volum av de faste partikler i sammensetningen. Sammensetninger som omfatter mellom 50 % og 75 % mikrosement, mellom 15 % og 40 % "meget fine" .partikler, og mellom 5 % og 20 % "ultrafine" partikler blir spesielt foretrukket. In a particularly preferred variant of the invention, at least one third type of solid particles is obtained, these being 5 to 100 times smaller and preferably approx. 10 times smaller than the "very fine" particles. For these "ultrafine" particles, dispersed colloidal silicas or aluminas (average grain size 3 nanometers (nm) to 60 nm, preferably 15 nm to 40 nm) or nanolatexes can be used. This composition preferably comprises between 10% and 40% of "very fine" particles and between 5% and 30% of "ultrafine" particles, the percentages relating to the total volume of the solid particles in the composition. Compositions comprising between 50% and 75% microcement, between 15% and 40% "very fine" particles, and between 5% and 20% "ultrafine" particles are particularly preferred.
Fortrinnsvis blir det under utvelgelsen av partikler som utgjør de "fine", "meget fine", og "ultrafine" partikler valgt løsrevne eller adskilte partikler, dvs. de overlapper ikke i noen grad, et kriterium som generelt kan bli ansett å ha blitt tilfredsstilt dersom kornstørrelseskurvene, uttrykt i volum, blir flyttet i det minste en strekning på et halvt topparti, hvor partikkelstørrelsen er vist logaritmisk. Preferably, in the selection of particles constituting the "fine", "very fine", and "ultrafine" particles, detached or separated particles are selected, i.e. they do not overlap to any extent, a criterion which can generally be considered to have been satisfied if the grain size curves, expressed in volume, are moved at least a distance of half a top part, where the particle size is shown logarithmically.
Foretrukne sammensetninger eller blandinger ifølge oppfinnelsen slik den er angitt, har reologiske egenskaper som er spesielt bemerkelsesverdige, og som selv med meget små fluidblandemengder er meget lette å blande og å helle ut. For den samme mengde av faste stoffer, fås blandinger som er mer flytende, Preferred compositions or mixtures according to the invention as stated have rheological properties which are particularly remarkable, and which, even with very small amounts of fluid mixture, are very easy to mix and to pour out. For the same amount of solids, mixtures are obtained that are more liquid,
noe som er spesielt fordelaktig i forbindelse med trykksementering fordi dette letter penetreringen av blandingen i åpningene. Videre er fluidtapene små, og i hvert fall mindre kritiske enn det som er angitt ovenfor. Det er således mulig å produsere blandinger med stor tetthet, spesielt på mer enn 1,8 g/cm<3> (15 ppg) som er perfekt egnet til sekundære sementeringsoperasjoner, og som kombinerer en liten tendens til fluidtap med en større toleranse for dette. which is particularly advantageous in connection with pressure cementing because this facilitates the penetration of the mixture into the openings. Furthermore, the fluid losses are small, and in any case less critical than what is indicated above. It is thus possible to produce high density mixtures, especially of more than 1.8 g/cm<3> (15 ppg) which are perfectly suited for secondary cementing operations, and which combine a low tendency to fluid loss with a greater tolerance for this .
Dette punkt er spesielt fordelaktig, fordi vi som angitt ovenfor, har funnet at blandinger med stor tetthet ifølge oppfinnelsen er mindre følsomme overfor fluidtap og således meget egnet for sekundære This point is particularly advantageous, because as indicated above, we have found that mixtures with high density according to the invention are less sensitive to fluid loss and thus very suitable for secondary
sementeringsarbeidsoperasjoner. Blandinger med stor tetthet er vanlig tilknyttet større viskositeter og blir som sådanne vanligvis unngått da det er innlysende at stor viskositet ikke er fordelaktig for god penetrering inn i sprekker eller andre smale åpninger. Ved operasjon under multimodale betingelser, kan imidlertid de gunstigste betingelser oppnås. Fortrinnsvis er blandingen eller formelen ifølge oppfinnelsen en tetramodal kombinasjon som omfatter minst fire typer av partikler med forskjellige kornstørrelser, og mer fordelaktig en pentamodalblanding eller -sammensetning som ytterligere kan redusere mengden av den væske som er nødvendig. Mer kompliserte kombinasjoner er også mulige, men er vanligvis mer kostbare. Det skal understrekes at uansett hvilket antall av "moduser" som blir benyttet, må det bli benyttet løsrevne eller adskilte kornstørrelser, og en formel med en kontinuerlig spredning av kornstørrelser må unngås. Uten å avvike fra oppfinnelsens idé er det selvsagt mulig, dersom det er nødvendig, å bruke materialer av forskjellig beskaffenhet, men med samme kornstørrelse, hvilke materialer da sammen vil utgjøre en eneste "modus". cementing work operations. Mixtures with high density are usually associated with higher viscosities and as such are usually avoided as it is obvious that high viscosity is not advantageous for good penetration into cracks or other narrow openings. However, when operating under multimodal conditions, the most favorable conditions can be achieved. Preferably, the mixture or formula according to the invention is a tetramodal combination comprising at least four types of particles with different grain sizes, and more advantageously a pentamodal mixture or composition which can further reduce the amount of liquid required. More complicated combinations are also possible, but are usually more expensive. It should be emphasized that whatever number of "modes" is used, detached or discrete grain sizes must be used, and a formula with a continuous spread of grain sizes must be avoided. Without deviating from the idea of the invention, it is of course possible, if necessary, to use materials of different nature, but with the same grain size, which materials will then together constitute a single "mode".
Det skal også bemerkes at de foreslåtte kornstørrelser bare er angitt som en indikasjon, idet andre materialer kan bli benyttet, forutsatt at de tilfredsstiller de ovennevnte kriterier. Det skal også bemerkes at utregningen av PVF er en kjent, vanlig teknikk og det er tilstrekkelig å bemerke her at bestanddelene av en partikkelblanding må inndeles i kornstørrelsefraksjoner, idet tilfredsstillende resultater blir oppnådd ved inndeling i f.eks. ca. tredve eller tiere fraksjoner. It should also be noted that the proposed grain sizes are only given as an indication, as other materials may be used, provided they satisfy the above criteria. It should also be noted that the calculation of PVF is a known, common technique and it is sufficient to note here that the components of a particle mixture must be divided into grain size fractions, as satisfactory results are obtained by dividing into e.g. about. thirty or ten fractions.
Selv i fravær eller i nærvær av bare små mengder av et stoff som styrer fluidtap, er de multimodale formler eller blandinger ifølge oppfinnelsen meget motstandsdyktige mot fluidtap til formasjonen. Even in the absence or presence of only small amounts of a substance that controls fluid loss, the multimodal formulas or compositions of the invention are highly resistant to fluid loss to the formation.
Tettheten av sementeringsblandingen ifølge oppfinnelsen kan innstilles meget nøyaktig uten at viskositeten av blandingen blir øket for meget og således uten at det inngås et kompromiss mellom dens blandings og innsprøytingsevne, selv i fravær eller nærvær av bare meget små mengder av dispersjonsmidler. The density of the cementing mixture according to the invention can be set very precisely without the viscosity of the mixture being increased too much and thus without a compromise being made between its mixing and injectability, even in the absence or presence of only very small amounts of dispersants.
Det karakteristiske ved oppfinnelsen fremgår forøvrig også av de i kravene angitte, kjennetegnende trekk. Incidentally, the characteristic of the invention is also apparent from the distinguishing features specified in the claims.
De følgende eksempler viser oppfinnelsen og beskriver andre fordelaktige detaljer eller trekk av denne, uten at oppfinnelsens omfang på noen måte blir begrenset. Disse eksempler er vist på tegningen. The following examples show the invention and describe other advantageous details or features thereof, without the scope of the invention being limited in any way. These examples are shown in the drawing.
Fig. I er et skjematisk riss av et apparat til prøving av en blandings Fig. I is a schematic diagram of an apparatus for testing a mixture
evne til å penetrere sprekker. ability to penetrate cracks.
Fig. 2 er et diagram som viser tre kurver sorri sammenligner utviklingen av viskositeten av monomodale, bi- og trimodale blandinger. Fig. 3 er diagram som viser kornstørrelsekurver for lateks (3A), Fig. 2 is a diagram showing three curves comparing the evolution of the viscosity of monomodal, bi- and trimodal mixtures. Fig. 3 is a diagram showing grain size curves for latex (3A),
kjønrøk (3B), og nanolateks (3C) og en kolloidal silika (3D) som blir benyttet som partikkeltilsetningsstoffer i blandinger ifølge oppfinnelsen. carbon black (3B), and nanolatex (3C) and a colloidal silica (3D) which are used as particle additives in mixtures according to the invention.
Måleapparat Measuring device
Det apparat som er vist på fig. 1 ble benyttet for å simulere strømmen av en sementeringsblanding i en sprekk. Dette apparat utgjøres av en transparent Pleksiglassplate 1 som er plassert på en filterpapirplate 2 på en porøs understøttelsesplate. En kanal er tildannet mellom den transparente plate 1 og filterpapirplaten 2 ved hjelp av et klebebånd 3 med kjent tykkelse (160 jim, medmindre annet er angitt). Klemmer (ikke vist) holder platene sammen. Den transparente plate har et hull 4. The apparatus shown in fig. 1 was used to simulate the flow of a cementing mixture in a crack. This device consists of a transparent Plexiglas plate 1 which is placed on a filter paper plate 2 on a porous support plate. A channel is formed between the transparent plate 1 and the filter paper plate 2 by means of an adhesive tape 3 of known thickness (160 µm, unless otherwise stated). Clamps (not shown) hold the plates together. The transparent plate has a hole 4.
Sementeringsblandingen ble innført ved 25 °C via hullet 4 ved hjelp av en sprøyte 5 som var forlenget ved hjelp av fleksible plastrør 6 og drevet av en liten motor (ikke vist) for å forskyve stempelet av sprøyten med en konstant hastighet. Etter innsprøytingen ble filterpapiret tørket og den strekning som bie tilbakelagt av sementen i den kanal som var avgrenset av strimmelen, ble målt. Lengden av platen mellom hullet 4 og den åpne ende av kanalen var 230 mm. Filterpapiret funksjonerte som en mellomkobling mellom det porøse middel (den porøse understøttelsesplate) og et middel som ikke var porøst (den transparente plate) og simulerte således det medium hvori en sementeringsblanding vanligvis blir innsprøytet (naturlige formasjoner, sement etc.). The cementing mixture was introduced at 25 °C via the hole 4 by means of a syringe 5 which was extended by means of flexible plastic tubes 6 and driven by a small motor (not shown) to displace the plunger of the syringe at a constant speed. After the injection, the filter paper was dried and the distance traveled by the cement in the channel delimited by the strip was measured. The length of the plate between the hole 4 and the open end of the channel was 230 mm. The filter paper functioned as an intermediate link between the porous medium (the porous support plate) and a medium that was not porous (the transparent plate) and thus simulated the medium into which a cementing mixture is usually injected (natural formations, cement, etc.).
Apparatet ble benyttet for å prøve forskjellige sementformler som var tilberedet med blandinger hvis karakteristikker er angitt nedenfor. The apparatus was used to test different cement formulas prepared with mixtures whose characteristics are indicated below.
Mikrosement Microcement
Det mikrosement som ble benyttet for prøvene, var en blanding av Portlandsement og malte granulater av slaggklinker, type Spinor A-16, solgt av Ciments d'Origny, Frankrike. Dens kjemiske sammensetning (angitt som vektprosenten av tørt stoff) var som følger: The microcement used for the samples was a mixture of Portland cement and ground granules of slag clinker, type Spinor A-16, sold by Ciments d'Origny, France. Its chemical composition (expressed as a percentage by weight of dry matter) was as follows:
Dens fysiske karakteristikker var som følger: Its physical characteristics were as follows:
Tetthet: 2,93 gem"<3>Density: 2.93 gem"<3>
Gjennomsnittlig partikkeldiameter: 4,6 p,m Average particle diameter: 4.6 µm
Maksimal partikkelstørrelse: 16 um Maximum particle size: 16 um
Spesifikt overflateareal pr. vektenhet fastlagt ved luftpermeabilitetprøve (Blaine fineness): 0,8000 m<2>/g Specific surface area per weight unit determined by air permeability test (Blaine fineness): 0.8000 m<2>/g
Resultater som ble oppnådd med en Malvern Mastersizer granulometrisk laser-partikkelstørrelse-analyseinnretning: Results obtained with a Malvern Mastersizer granulometric laser particle size analyzer:
Spesifikt overflateareal: 1,5127 m<2>/g Specific surface area: 1.5127 m<2>/g
Sement Cement
Disse prøver med vanlig sement blir utført med en klasse G Portland sement, Cemoil (et varemerke for Compagnie des Ciments Belges). Denne sement hadde de den følgende kjemiske sammensetning (angitt som vekt % av tørt stoff): I den følgende tabell er de forkortelser som blir benyttet for de første tre kolonner, de vanlige forkortelser innenfor sementkjemien, dvs. C3A=3CaO.Al203; C4AF=4CaO.Al203.Fe203; og C3S=3eaO.Si02- These ordinary cement tests are carried out with a class G Portland cement, Cemoil (a trademark of Compagnie des Ciments Belges). This cement had the following chemical composition (indicated as weight % of dry matter): In the following table, the abbreviations used for the first three columns are the usual abbreviations within cement chemistry, i.e. C3A=3CaO.Al203; C4AF=4CaO.Al2O3.Fe2O3; and C3S=3eaO.Si02-
De fysiske karakteristikker var som følger: The physical characteristics were as follows:
Densitet: 3,23 gem"<3>Density: 3.23 gem"<3>
Gjennomsnittlig partikkeldiameter: 25,24 um Average particle diameter: 25.24 µm
Maksimal partikkelstørrelse: 150 p.m Maximum particle size: 150 p.m
Spesifikt overflateareal pr. vektenhet fastlagt ved luftpermeabilitetsprøve (Blaine fineness): 304 m<2>/g Specific surface area per weight unit determined by air permeability test (Blaine fineness): 304 m<2>/g
Resultater oppnådd med en Malvern Mastersizer granulometrisk laser-partikkelstørrelse-analyseinnretning: Results obtained with a Malvern Mastersizer granulometric laser particle size analyzer:
Spesifikt overflateareal: 0,3245 m<2>/g Specific surface area: 0.3245 m<2>/g
" Meget fine" <p>artikler "Very nice" <p>articles
SBR lateks SBR latex
Styren butadien lateks (vektforhold 50:50), stabilisert av et natriumsalt av kondensasjonsproduktet av p-naftalinsulfonsyre med formaldehyd. De prosentuelle andeler som er oppgitt for sammensetningene, er basert på det samlede lateksvolum, inkludert stabilisator. Styrene butadiene latex (weight ratio 50:50), stabilized by a sodium salt of the condensation product of p-naphthalenesulfonic acid with formaldehyde. The percentages given for the compositions are based on the total latex volume, including stabilizer.
Kornstørrelseskurven er vist på fig. 3Å. The grain size curve is shown in fig. 3 Å.
Gjennomsnittlig kornstørrelse 175,8 nm. 10,62 % av partiklene hadde en kornstørrelse på mindre enn eller lik 650 nm; 9,9 % har en kornstørrelse som er større enn eller lik 267,9 nm. Den maksimalt målte kornstørrelse er 500 nm. Average grain size 175.8 nm. 10.62% of the particles had a grain size less than or equal to 650 nm; 9.9% have a grain size greater than or equal to 267.9 nm. The maximum measured grain size is 500 nm.
Sot Sweet
Kornstørrelseskurven er vist på fig. 3B. The grain size curve is shown in fig. 3B.
Gjennomsnittlig kornstørrelse 3,32 nm. 10 % av partiklene hadde en kornstørrelse på mindre enn eller lik 0,77 jim; 10 % hadde en kornstørrelse som var større enn eller lik 26,99 (im. Den maksimale målte størrelse av partiklene var 80 nm. Average grain size 3.32 nm. 10% of the particles had a grain size less than or equal to 0.77 µm; 10% had a grain size greater than or equal to 26.99 (im. The maximum measured size of the particles was 80 nm.
Selv om den gjennomsnittlige størrelse av partiklene var vesentlig større enn for lateks, gav sot ganske gode resultater, antagelig på grunn av dens forholdsvis høye andel av fine partikler. Although the average size of the particles was significantly larger than for latex, carbon black gave fairly good results, presumably due to its relatively high proportion of fine particles.
Mikroeeler Micro eels
Et middel til styring av fluidtap ble oppnådd ved kjemisk kryssforbindelse av en polyvinylalkohol i overensstemmelse med det som er beskrevet i den franske patentsøknad FR-A-2 704 219. Startpolyvinylalkoholen hadde et hydrolyseforhold på 88 % (mol) og en molekylærvekt på 160 000. Kryssforbindelsesmiddelet var glutaraldehyd, det teoretiske kryssforbindelsesforhold var på 0,19 %. De prosentuelle andeler som er gitt for sementeringsblandingene ble basert på konsentrert 2,6 % vannpolymerløsn inger. A fluid loss control agent was obtained by chemically cross-linking a polyvinyl alcohol in accordance with that described in French patent application FR-A-2 704 219. The starting polyvinyl alcohol had a hydrolysis ratio of 88% (mol) and a molecular weight of 160,000. The cross-linking agent was glutaraldehyde, the theoretical cross-linking ratio was 0.19%. The percentages given for the cementing mixtures were based on concentrated 2.6% water polymer solutions.
Disse produkter kunne bli behandlet som partikler med en gjennomsnittlig kornstørrelse på tilnærmet 70 nm med en maksimal partikkelstørrelse i en størrelsesorden på flere hundre nanometer. Direkte størrelsesmålinger kunne ikke bli utført og størrelsen ble estimert fra andre egenskaper. These products could be processed as particles with an average grain size of approximately 70 nm with a maximum particle size in the order of several hundred nanometers. Direct size measurements could not be performed and size was estimated from other characteristics.
" Ultrafine" partikler "Ultrafine" particles
Nanolateks Nanolatex
Gjennomsnittlig kornstørrelse 26,8 nm. 8,9 % av partiklene hadde en kornstørrelse på ikke mer enn 18,5 nm; 10,3 % hadde en kornstørrelse på ikke mer enn 44,9 nm. Average grain size 26.8 nm. 8.9% of the particles had a grain size of no more than 18.5 nm; 10.3% had a grain size of no more than 44.9 nm.
Maksimal målt størrelse: 90 nm. Maximum measured size: 90 nm.
Kornstørrelseskurven er vist på fig. 3C. The grain size curve is shown in fig. 3C.
Colloidal silica Colloidal silica
Gjennomsnittlig kornstørrelse 24,8 nm. 8,3 % av partiklene hadde en kornstørrelse på ikke mer enn 13 nm; 10,3 % hadde en kornstørrelse på ikke mer enn 44,9 nm. Average grain size 24.8 nm. 8.3% of the particles had a grain size of no more than 13 nm; 10.3% had a grain size of no more than 44.9 nm.
Maksimal målt størrelse: 60 nm. Maximum measured size: 60 nm.
Kornstørrelseskurven er vist på fig. 3D. The grain size curve is shown in fig. 3D.
Dis<p>ersjonsmidler Dis<p>ersion agents
To typer av kommersielt tilgjengelige dispersjonsmidler ble benyttet: Two types of commercially available dispersants were used:
• Dl=sulfonert melamin - formaldehyd kopolymer i vannløsning, 20 vekt %; • Dl=sulfonated melamine - formaldehyde copolymer in water solution, 20% by weight;
• D2=45 vekt % løsning av natriumsalt av polynaftalinsulfonat. • D2=45% by weight solution of sodium salt of polynaphthalene sulfonate.
Andre tilsetningsstoffer Other additives
Sammensetningene eller blandingene ifølge oppfinnelsen kan også omfatte vanlige væsketilsetningsstoffer såsom: The compositions or mixtures according to the invention can also include common liquid additives such as:
• Antiskummingsmidler, f.eks. basert på tributylfosfonat, polypropylenglykol, dibutylftalat eller polyorganosiloxaner. For de prøver • som er oppgitt her, var antiskummingsmidlet en vandig silikonemulsjon, 35 % konsentrasjon. • Herderetarderingsmidler, f.eks. lignosulfonater - etter ønske delvis desulfonert - av hydroksylkarboksylsyrer eller salter av disse syrer, spesielt vinsyre, D-glukonsyre eller heptonsyre eller ønantsyre (engelsk: heptonic acid). Det middel som ble benyttet for disse prøver var rensede lignosulfonater. • Midler til styring av tap av væskefluid såsom derivater av 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre (AMPS). • Antifoaming agents, e.g. based on tributylphosphonate, polypropylene glycol, dibutyl phthalate or polyorganosiloxanes. For the samples • given here, the antifoam was an aqueous silicone emulsion, 35% concentration. • Curing retarders, e.g. lignosulphonates - optionally partially desulphonated - of hydroxyl carboxylic acids or salts of these acids, especially tartaric acid, D-gluconic acid or heptonic acid or onanthic acid (English: heptonic acid). The agent used for these samples was purified lignosulfonates. • Liquid fluid loss control agents such as derivatives of 2-acrylamido-2-methylpropanesulfonic acid (AMPS).
De reologiske målinger ble utført etter en behandling på 20 minutter ved måletemperaturen (27 °C), idet det ble benyttet et rotasjonsviskosimeter med en ytre, roterende sylinder, modell Chan 35 i overensstemmelse med API-standard, paragraf 10, Appendix H. De andre målinger ble også utført ved den samme temperatur. Fluidtapprøver ble utført ved anvendelse av-■filterpapir over et standardgitter i overensstemmelse med API-standarden for mikrosementer. The rheological measurements were carried out after a treatment of 20 minutes at the measuring temperature (27 °C), using a rotary viscometer with an outer, rotating cylinder, model Chan 35 in accordance with API standard, paragraph 10, Appendix H. The other measurements were also carried out at the same temperature. Fluid loss tests were performed using filter paper over a standard grid in accordance with the API standard for microcements.
De enheter og symboler som ble benyttet var: The units and symbols used were:
Konsentrasjon basert på volum (l/kg) Concentration based on volume (l/kg)
Ty: flytegrense (Pa). Ty: yield strength (Pa).
PV: plastisk viskositet (mPa s). PV: plastic viscosity (mPa s).
FL: fluidtap i 30 min (ml). FL: fluid loss in 30 min (ml).
F W: fritt vann (ml). F W: free water (ml).
Lengde: penetreringsdybde i millimeter ved anvendelse av den prøve som er beskrevet i fig. 1. Length: penetration depth in millimeters using the sample described in fig. 1.
Bunnfelling: densitetsforskjell mellom toppen og bunnen av en 250 ml søyle, uttrykt i prosent. Sedimentation: difference in density between the top and bottom of a 250 ml column, expressed as a percentage.
EKSEMPEL 1 EXAMPLE 1
Tre sementeringsblandinger med en densitet på 14 ppg (1,667 g cm'<3>) ble tilberedt fra en mikrosement under API-standard betingelser. Three cementing mixtures with a density of 14 ppg (1.667 g cm'<3>) were prepared from a microcement under API standard conditions.
Middelet til styring av fluidtap var en mikrogel og dispersjonsmiddelet var type Dl. The fluid loss control agent was a microgel and the dispersant was type D1.
De verdier som er vist i tabellen, viser klart fluidtapets innflytelse på sementeringsblandingens evne til å penetrere en sprekk, selv om - slik tilfellet er her - tilsetningen av et middel til styring av fluidtap blir ledsaget av en forholdsvis stor økning sementeringsblandingens viskositet. Sementeringsblanding nr. 1 med meget god reologi, penetrerte bare ca. 40 mm. The values shown in the table clearly show the influence of fluid loss on the cementing mixture's ability to penetrate a crack, even if - as is the case here - the addition of a fluid loss control agent is accompanied by a relatively large increase in the cementing mixture's viscosity. Cementing mix No. 1 with very good rheology, penetrated only approx. 40 mm.
For et hovedsakelig identisk fluidtap penetrerte sementeringsblandingen dypere når reologien var mindre (se nr. 3 og nr. 4). For an essentially identical fluid loss, the cementing mixture penetrated deeper when the rheology was less (see No. 3 and No. 4).
EKSEMPEL 2 EXAMPLE 2
For eksempel 2 ble det benyttet en flytende AMPS-væske for lite fluidtap. For example 2, a liquid AMPS fluid was used for low fluid loss.
For prøve nr. 5 var mikrosementpartiklene de eneste faste partikler i sementeringsblandingen. For prøve nr. 6 ble partikler av kollodial silika tilsatt i en optimal konsentrasjon med hensyn til sementen for å oppnå en tilnærmelse til den maksimale PVF. For sample No. 5, the microcement particles were the only solid particles in the cementing mixture. For sample No. 6, colloidal silica particles were added at an optimum concentration with respect to the cement to achieve an approximation of the maximum PVF.
Dispersjonsmiddelet var D2. Konsentrasjonen av antiskummingsmiddelet var 0,009 l/kg. The dispersant was D2. The concentration of the antifoam agent was 0.009 l/kg.
Partiklene av kollodial silika reduserte fluidtapet i stor grad og medførte overlegen penetrering, selv om reologien var forringet; spesielt ble viskositeten øket i stor grad ved partikler av denne type. The colloidal silica particles greatly reduced fluid loss and resulted in superior penetration, although rheology was degraded; in particular, the viscosity was increased to a large extent with particles of this type.
EKSEMPEL 3 EXAMPLE 3
Ved denne prøveserie ble det tilberedt sementeringsblandinger med en densitet på 14 ppg (1,667 g cm"<3>) under anvendelse av en mikrosement. Konsentrasjonen av antiskummingsmiddelet var 0,009 l/kg. In this series of tests, cementing mixtures with a density of 14 ppg (1.667 g cm"<3>) were prepared using a microcement. The concentration of the antifoam agent was 0.009 l/kg.
Middelet til styring av fluidtap var en lateks som beskrevet i det europeiske patent nr. EP-A 0 091 377. Den bimodale blanding av mikrosement og lateks hadde en maksimal PVF for en latekskonsentrasjon på 0,13 l/kg. The fluid loss control agent was a latex as described in European Patent No. EP-A 0 091 377. The bimodal mixture of microcement and latex had a maximum PVF for a latex concentration of 0.13 l/kg.
~1: 230 mm er den maksimale sprekklengde. En lengde på 230 mm betyr at fluidet strømmet direkte gjennom sprekken og ut av den annen ende. Verdien på 200 mm ble oppnådd med en sprekk på 120 um. ~1: 230 mm is the maximum crack length. A length of 230 mm means that the fluid flowed directly through the crack and out the other end. The value of 200 mm was obtained with a crack of 120 µm.
Den første konklusjon som kan trekkes fra denne prøve, spesielt når det sammenlignes med prøvene nr. 7 og nr. 8, er at en sementeringsblanding penetrerte lenger inn i en sprekk når dens flytegrense var mindre, for et identisk fluidtap og plastiske viskositeter. The first conclusion that can be drawn from this sample, especially when compared to samples No. 7 and No. 8, is that a cementing mixture penetrated further into a crack when its yield strength was lower, for an identical fluid loss and plastic viscosities.
Det skal også bemerkes at sammensetninger nær den maksimale PVF, med mindre mengder av middel til styring av fluidtapet, var langt mer overlegen i forhold til de to andre. It should also be noted that compositions close to the maximum PVF, with smaller amounts of fluid loss control agent, were far superior to the other two.
Den godt dispergerte partikkeltilsetning som ble benyttet under de foretrukne betingelser av oppfinnelsen (nr. 8 og nr. 9) ga en meget god penetrering. The well-dispersed particle additive used under the preferred conditions of the invention (No. 8 and No. 9) gave very good penetration.
EKSEMPEL 4 EXAMPLE 4
De resultater som er gjengitt her ble oppnådd med optimale tremodal-sammensetninger. Densiteten av sementeringsblandingen var på ny 14 ppg (1,667 g cm"<3>) og sementen var en mikrosement. The results reproduced here were obtained with optimal three-modal compositions. The density of the cementing mixture was again 14 ppg (1.667 g cm"<3>) and the cement was a micro cement.
~1: Konsentrasjon av antiskummingsmiddel 0,035 l/kg. ~1: Concentration of antifoam agent 0.035 l/kg.
~2: Prøven ble repetert med en spalte på 120 u.m. Igjen strømmet sementeringsblandingen til den ende av platen som er motsatt innsprøytingsenden. Med en spalte på 60 um penetrerte ~2: The sample was repeated with a gap of 120 u.m. Again, the cementing mixture flowed to the end of the slab opposite the injection end. With a slit of 60 um penetrated
sementeringsblandingen til en dybde på 4 mm. the cementing mixture to a depth of 4 mm.
~3: Dette tilsetningsstoff var fast og konsentrasjonen er her angitt i vekt % av sement. ~3: This additive was solid and the concentration is given here in weight % of cement.
Med disse formler eller blandinger som alle fire var trimodale, ble det oppnådd både et lite fluidtap og en yppelig reologi spesielt med hensyn til dispersjonen. I alle tilfellene penetrerte sementeringsblandingen inn i spalten uten vanskelighet: With these formulas or mixtures, all four of which were trimodal, both a low fluid loss and an excellent rheology, especially with regard to the dispersion, were achieved. In all cases, the cementing mixture penetrated into the gap without difficulty:
EKSEMPEL 5 EXAMPLE 5
Tre 14 ppg (1,667 g cm"<3>) -sementeringsblandinger som ble skaffet av en vanlig mikrosement (M) eller en vanlig sement ble sammenlignet. Ved disse prøver ble det benyttet en spalte på 320 [im. Three 14 ppg (1.667 g cm"<3>) cementing mixtures obtained from a regular microcement (M) or a regular cement were compared. These tests used a gap of 320 [im.
Prøve 14M tilsvarte en meget dispergert mikrosement som er anbefalt innenfor fagkretsen for trykkarbeidsoperasjoner, men uten et tilsetningsmiddel for lite fluidtap. Selv om spalten var 20 ganger større enn de største partikler i mikrosementen og forholdet mellom tykkelsen av spalten og den gjennomsnittlige diameter av partiklene av mikrosementen var på ca. 90, penetrerte 14M-blandingen til en dybde på bare 150 mm. Sementeringsblandingen 15C som var tilbredt fra en vanlig sement med spesielt liten reologi, godt dispergert og med liten viskositet, dannet bare fingre, dvs. at sementeringsblandingen bare ankom inngangen av spalten, men penetrerte bare til en dybde på mindre enn 1 mm. Med andre ord var denne helt uegnet til bruk ved trykksementering. Sample 14M corresponded to a highly dispersed microcement recommended in the art for pressure work operations, but without a low fluid loss additive. Although the gap was 20 times larger than the largest particles in the microcement and the ratio between the thickness of the gap and the average diameter of the particles of the microcement was approx. 90, the 14M compound penetrated to a depth of only 150 mm. The cementing mixture 15C which was prepared from an ordinary cement of particularly low rheology, well dispersed and of low viscosity, only formed fingers, i.e. the cementing mixture only arrived at the entrance of the slot, but only penetrated to a depth of less than 1 mm. In other words, this was completely unsuitable for use in pressure cementing.
Prøve 16C, igjen med vanlig sement med det samme dispersjonsnivå, men ved anvendelse av et trimodalt system, hvor de ulike tilsetningsstoffer ble tilsatt for å gi en PVF nær den maksimale PVF, ga derimot en meget tilfredsstillende penetrering, langt bedre enn den som ble oppnådd ved prøve Sample 16C, again with ordinary cement with the same dispersion level, but using a trimodal system, where the various additives were added to give a PVF close to the maximum PVF, on the other hand gave a very satisfactory penetration, far better than that achieved by test
14M, noe som er et spesielt bemerkelsesverdig resultat som fullkomment viser fordelene med oppfinnelsen. 14M, which is a particularly remarkable result which perfectly demonstrates the advantages of the invention.
Eksempel 4 viser spesielt gode resultater som blir oppnådd med trimodale sammensetninger. Som vist på fig. 2 skyldes denne bemerkelsesverdige oppførsel primært den relative ufølsomhet overfor fluidtap. Viskositetsøkningen for en sementeringsblanding uten faste tilsetningsstoffer (monomodal sammensetning) etter et fluidtap på 100 ml ble gitt referansepunktet 100. Kurvene A og B viser fluidtapet for den samme viskositetsøkning for bi- resp. trimodale sammensetninger. Den meget store overlegenhet av sammensetningene som innbefatter partikkeltilsetningsstoffer kan ses. Overlegenheten er enda større når tettheten av sementeringsblandingene eller -formlende er større. Example 4 shows particularly good results that are obtained with trimodal compositions. As shown in fig. 2, this remarkable behavior is primarily due to the relative insensitivity to fluid loss. The viscosity increase for a cementing mixture without solid additives (monomodal composition) after a fluid loss of 100 ml was given the reference point 100. Curves A and B show the fluid loss for the same viscosity increase for bi- and resp. trimodal compositions. The very great superiority of the compositions which include particulate additives can be seen. The superiority is even greater when the density of the cementing mixtures or formulations is greater.
Claims (14)
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
FR9507010A FR2735465B1 (en) | 1995-06-13 | 1995-06-13 | CEMENTING COMPOSITIONS AND APPLICATION THEREOF FOR CEMENTING OIL WELLS OR THE LIKE |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO962474D0 NO962474D0 (en) | 1996-06-12 |
NO962474L NO962474L (en) | 1996-12-16 |
NO317813B1 true NO317813B1 (en) | 2004-12-13 |
Family
ID=9479930
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO19962474A NO317813B1 (en) | 1995-06-13 | 1996-06-12 | Cementation mixture suitable for pressure cementing and pressure cementing method |
Country Status (10)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6312515B1 (en) |
EP (1) | EP0748782B1 (en) |
AR (1) | AR004941A1 (en) |
CA (1) | CA2178707C (en) |
DE (1) | DE69632610T2 (en) |
DK (1) | DK0748782T3 (en) |
FR (1) | FR2735465B1 (en) |
GB (1) | GB2302091B (en) |
ID (1) | ID17225A (en) |
NO (1) | NO317813B1 (en) |
Families Citing this family (85)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
FR2770579B1 (en) | 1997-11-04 | 1999-12-17 | Schlumberger Cie Dowell | PROCESS OF ABANDONING A WELL FOR PRODUCING HYDROCARBONS AND FLUID SUITABLE FOR THIS PROCESS OF ABANDONMENT |
FR2784095B1 (en) * | 1998-10-06 | 2001-09-21 | Dowell Schlumberger Services | CEMENTING COMPOSITIONS AND APPLICATION THEREOF FOR CEMENTING OIL WELLS OR THE LIKE |
FR2787105B1 (en) * | 1998-12-10 | 2001-12-21 | Dowell Schlumberger Services | CEMENTING COMPOSITIONS AND APPLICATION THEREOF FOR CEMENTING OIL WELLS OR THE LIKE |
FR2790258B1 (en) * | 1999-02-25 | 2001-05-04 | Dowell Schlumberger Services | CEMENTING PROCESS AND APPLICATION OF THIS METHOD TO REPAIR CEMENTINGS |
FR2796935B1 (en) * | 1999-07-29 | 2001-09-21 | Dowell Schlumberger Services | CEMENT GROUT FOR LOW DENSITY AND LOW POROSITY OIL WELLS OR THE LIKE |
US6562122B2 (en) | 2000-09-18 | 2003-05-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lightweight well cement compositions and methods |
DE60019594D1 (en) | 2000-09-29 | 2005-05-25 | Sofitech Nv | Dispersant-containing cement composition for oil wells |
US6616751B1 (en) | 2000-11-13 | 2003-09-09 | Schlumberger Technology Corporation | Water-selective cementing composition |
WO2002081400A1 (en) * | 2001-04-03 | 2002-10-17 | Walker Industries Holding Limited | Formulations containing polyvinyl alcohol and sulphonated melamine polycondensate for use in gypsum slurries |
DE60135322D1 (en) * | 2001-08-06 | 2008-09-25 | Schlumberger Technology Bv | Low density fiber reinforced cement composition |
WO2003062169A1 (en) * | 2002-01-25 | 2003-07-31 | Fosroc Mining International Limited | Coal slurry stabilization |
US6644405B2 (en) * | 2002-03-21 | 2003-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Storable water-microsphere suspensions for use in well cements and methods |
US20030181542A1 (en) | 2002-03-21 | 2003-09-25 | Vijn Jan Pieter | Storable water-silica suspensions and methods |
US6989057B2 (en) * | 2002-12-10 | 2006-01-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Zeolite-containing cement composition |
US6951250B2 (en) | 2003-05-13 | 2005-10-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealant compositions and methods of using the same to isolate a subterranean zone from a disposal well |
GB2407317B (en) * | 2003-10-20 | 2006-04-12 | Schlumberger Holdings | Cementing composition |
US6983800B2 (en) | 2003-10-29 | 2006-01-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods, cement compositions and oil suspensions of powder |
US7073584B2 (en) | 2003-11-12 | 2006-07-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Processes for incorporating inert gas in a cement composition containing spherical beads |
US9512346B2 (en) | 2004-02-10 | 2016-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions and methods utilizing nano-hydraulic cement |
US7559369B2 (en) | 2007-05-10 | 2009-07-14 | Halliubrton Energy Services, Inc. | Well treatment composition and methods utilizing nano-particles |
US7607482B2 (en) | 2005-09-09 | 2009-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions comprising cement kiln dust and swellable particles |
US20050241545A1 (en) * | 2004-04-28 | 2005-11-03 | Vargo Richard F Jr | Methods of extending the shelf life of and revitalizing lightweight beads for use in cement compositions |
US7284611B2 (en) | 2004-11-05 | 2007-10-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for controlling lost circulation in subterranean operations |
US8703659B2 (en) | 2005-01-24 | 2014-04-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealant composition comprising a gel system and a reduced amount of cement for a permeable zone downhole |
US7267174B2 (en) * | 2005-01-24 | 2007-09-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of plugging a permeable zone downhole using a sealant composition comprising a crosslinkable material and a reduced amount of cement |
EP1686234B1 (en) * | 2005-01-31 | 2008-03-26 | Services Petroliers Schlumberger | Cementing compositions and application thereof to cementing oil wells or the like |
US7373981B2 (en) | 2005-02-14 | 2008-05-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cementing with lightweight cement compositions |
US7398827B2 (en) | 2005-03-11 | 2008-07-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for high temperature lightweight cementing |
US7390356B2 (en) | 2005-03-11 | 2008-06-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions for high temperature lightweight cementing |
US7528096B2 (en) * | 2005-05-12 | 2009-05-05 | Bj Services Company | Structured composite compositions for treatment of subterranean wells |
US7341106B2 (en) * | 2005-07-21 | 2008-03-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for wellbore strengthening and controlling fluid circulation loss |
US8327939B2 (en) | 2005-09-09 | 2012-12-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions comprising cement kiln dust and rice husk ash and methods of use |
US9150773B2 (en) | 2005-09-09 | 2015-10-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions comprising kiln dust and wollastonite and methods of use in subterranean formations |
US8505629B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-08-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed spacer fluids containing cement kiln dust and methods of use |
US8609595B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-12-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for determining reactive index for cement kiln dust, associated compositions, and methods of use |
US7743828B2 (en) | 2005-09-09 | 2010-06-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cementing in subterranean formations using cement kiln cement kiln dust in compositions having reduced Portland cement content |
US7213646B2 (en) | 2005-09-09 | 2007-05-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cementing compositions comprising cement kiln dust, vitrified shale, zeolite, and/or amorphous silica utilizing a packing volume fraction, and associated methods |
US7607484B2 (en) | 2005-09-09 | 2009-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed cement compositions comprising oil-swellable particles and methods of use |
US9676989B2 (en) | 2005-09-09 | 2017-06-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealant compositions comprising cement kiln dust and tire-rubber particles and method of use |
US8555967B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-10-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for evaluating a boundary between a consolidating spacer fluid and a cement composition |
US8522873B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-09-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Spacer fluids containing cement kiln dust and methods of use |
US8403045B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-03-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions comprising unexpanded perlite and methods of cementing in subterranean formations |
US7077203B1 (en) | 2005-09-09 | 2006-07-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using settable compositions comprising cement kiln dust |
US9006155B2 (en) | 2005-09-09 | 2015-04-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Placing a fluid comprising kiln dust in a wellbore through a bottom hole assembly |
US7335252B2 (en) | 2005-09-09 | 2008-02-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lightweight settable compositions comprising cement kiln dust |
US8297357B2 (en) | 2005-09-09 | 2012-10-30 | Halliburton Energy Services Inc. | Acid-soluble cement compositions comprising cement kiln dust and/or a natural pozzolan and methods of use |
US7387675B2 (en) * | 2005-09-09 | 2008-06-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed settable compositions comprising cement kiln dust |
US8505630B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-08-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Consolidating spacer fluids and methods of use |
US9023150B2 (en) | 2005-09-09 | 2015-05-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acid-soluble cement compositions comprising cement kiln dust and/or a natural pozzolan and methods of use |
US8281859B2 (en) | 2005-09-09 | 2012-10-09 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods and compositions comprising cement kiln dust having an altered particle size |
US8950486B2 (en) | 2005-09-09 | 2015-02-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acid-soluble cement compositions comprising cement kiln dust and methods of use |
US7789150B2 (en) | 2005-09-09 | 2010-09-07 | Halliburton Energy Services Inc. | Latex compositions comprising pozzolan and/or cement kiln dust and methods of use |
US8672028B2 (en) | 2010-12-21 | 2014-03-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions comprising interground perlite and hydraulic cement |
US9809737B2 (en) | 2005-09-09 | 2017-11-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions containing kiln dust and/or biowaste ash and methods of use |
US9051505B2 (en) | 2005-09-09 | 2015-06-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Placing a fluid comprising kiln dust in a wellbore through a bottom hole assembly |
US7478675B2 (en) | 2005-09-09 | 2009-01-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Extended settable compositions comprising cement kiln dust and associated methods |
US8333240B2 (en) | 2005-09-09 | 2012-12-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reduced carbon footprint settable compositions for use in subterranean formations |
US7174962B1 (en) | 2005-09-09 | 2007-02-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using lightweight settable compositions comprising cement kiln dust |
US8307899B2 (en) | 2005-09-09 | 2012-11-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of plugging and abandoning a well using compositions comprising cement kiln dust and pumicite |
US7381263B2 (en) * | 2005-10-24 | 2008-06-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising high alumina cement and cement kiln dust |
US7199086B1 (en) | 2005-11-10 | 2007-04-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable spotting compositions comprising cement kiln dust |
US7204310B1 (en) | 2006-04-11 | 2007-04-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of use settable drilling fluids comprising cement kiln dust |
BRPI0604778A (en) * | 2006-11-10 | 2008-06-24 | Holcim Brasil S A | process for crack treatment in concrete structures |
US9512351B2 (en) | 2007-05-10 | 2016-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well treatment fluids and methods utilizing nano-particles |
US9199879B2 (en) | 2007-05-10 | 2015-12-01 | Halliburton Energy Serives, Inc. | Well treatment compositions and methods utilizing nano-particles |
US7784542B2 (en) * | 2007-05-10 | 2010-08-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising latex and a nano-particle and associated methods |
US8685903B2 (en) | 2007-05-10 | 2014-04-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lost circulation compositions and associated methods |
US8476203B2 (en) | 2007-05-10 | 2013-07-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising sub-micron alumina and associated methods |
US9206344B2 (en) | 2007-05-10 | 2015-12-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealant compositions and methods utilizing nano-particles |
US8586512B2 (en) | 2007-05-10 | 2013-11-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions and methods utilizing nano-clay |
DK2055683T3 (en) * | 2007-10-30 | 2011-07-11 | Schlumberger Technology Bv | sealant |
EP2071003A1 (en) * | 2007-12-12 | 2009-06-17 | Services Pétroliers Schlumberger | Squeeze composition for restoring isolation |
US20100270016A1 (en) * | 2009-04-27 | 2010-10-28 | Clara Carelli | Compositions and Methods for Servicing Subterranean Wells |
US8157009B2 (en) * | 2009-09-03 | 2012-04-17 | Halliburton Energy Services Inc. | Cement compositions and associated methods comprising sub-micron calcium carbonate and latex |
EP2407524A1 (en) | 2010-07-15 | 2012-01-18 | Services Pétroliers Schlumberger | Compositions and methods for servicing subterranean wells |
US9950952B2 (en) | 2010-11-30 | 2018-04-24 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for servicing subterranean wells |
US9834719B2 (en) | 2010-11-30 | 2017-12-05 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for servicing subterranean wells |
US8561701B2 (en) * | 2010-12-21 | 2013-10-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for cementing in a subterranean formation using a cement composition containing calcium silicate hydrate seeds |
KR102066624B1 (en) | 2011-06-29 | 2020-01-16 | 그랜드 어비스, 엘엘씨 | Abyssal sequestration of nuclear waste and other types of hazardous waste |
WO2013060799A1 (en) | 2011-10-28 | 2013-05-02 | Services Petroliers Schlumberger | Compositions and methods for completing subterranean wells |
FR2986005B1 (en) * | 2012-01-25 | 2014-06-27 | Rhodia Operations | FILTRATION CONTROL AGENTS IN SOLID FORM |
US9321953B1 (en) | 2013-11-22 | 2016-04-26 | Fritz Industries, Inc. | Well cementing |
US10115489B2 (en) | 2016-09-12 | 2018-10-30 | Grand Abyss, Llc | Emergency method and system for in-situ disposal and containment of nuclear material at nuclear power facility |
WO2018232076A1 (en) | 2017-06-16 | 2018-12-20 | TenEx Technologies, LLC | Compositions and methods for treating subterranean formations |
CN108518216B (en) * | 2018-03-12 | 2019-03-05 | 西南石油大学 | A kind of plugging effect evaluation method of low slit low permeability formation |
Family Cites Families (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB793268A (en) * | 1954-11-12 | 1958-04-16 | Bataafsche Petroleum | Processes for cementing boreholes and hydraulic binding agents suitable for use in such processes |
US4234344A (en) * | 1979-05-18 | 1980-11-18 | Halliburton Company | Lightweight cement and method of cementing therewith |
NO162810C (en) * | 1982-04-06 | 1992-08-13 | Schlumberger Cie Dowell | CEMENT SUSPENSION AND PROCEDURE FOR CEMENTATION OF OIL BROWNS AND GEOTHERMIC BURNS. |
NO158499C (en) * | 1985-09-03 | 1988-09-21 | Elkem As | HYDRAULIC CEMENT SUSPENSION. |
NO165673C (en) * | 1987-11-16 | 1991-03-20 | Elkem As | HYDRAULIC CEMENT SUSPENSION. |
NO167649C (en) * | 1989-04-10 | 1993-07-06 | Norske Stats Oljeselskap | PROCEDURE FOR THE ADDITION OF SILICIDE OXIDE IN A HYDRAULIC CEMENT SUSPENSION |
DK32690D0 (en) * | 1989-05-01 | 1990-02-07 | Aalborg Portland Cement | FORMED ITEM |
US4941536A (en) * | 1989-06-27 | 1990-07-17 | Halliburton Company | Set retarded cement compositions and methods for well cementing |
JP3129745B2 (en) * | 1990-12-14 | 2001-01-31 | 電気化学工業株式会社 | Injection material |
FR2672070B1 (en) * | 1991-01-29 | 1995-10-06 | Bouygues Sa | INJECTION PRODUCT FOR SEALING INTERSTICES, PARTICULARLY FOR THE CONSOLIDATION OF LAND AND OTHER APPLICATIONS. |
US5346012A (en) * | 1993-02-01 | 1994-09-13 | Halliburton Company | Fine particle size cement compositions and methods |
FR2704218B1 (en) * | 1993-04-21 | 1995-06-09 | Schlumberger Cie Dowell | Slag from petroleum cements, their preparation and their use in cementing wells. |
-
1995
- 1995-06-13 FR FR9507010A patent/FR2735465B1/en not_active Expired - Fee Related
-
1996
- 1996-06-06 DK DK96401218T patent/DK0748782T3/en active
- 1996-06-06 EP EP96401218A patent/EP0748782B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1996-06-06 DE DE69632610T patent/DE69632610T2/en not_active Expired - Lifetime
- 1996-06-07 GB GB9611876A patent/GB2302091B/en not_active Expired - Fee Related
- 1996-06-10 CA CA002178707A patent/CA2178707C/en not_active Expired - Fee Related
- 1996-06-12 NO NO19962474A patent/NO317813B1/en not_active IP Right Cessation
- 1996-06-12 US US08/664,018 patent/US6312515B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1996-06-12 AR ARP960103116A patent/AR004941A1/en unknown
- 1996-06-13 ID IDP961676A patent/ID17225A/en unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NO962474D0 (en) | 1996-06-12 |
DE69632610T2 (en) | 2005-06-30 |
FR2735465B1 (en) | 1997-08-29 |
FR2735465A1 (en) | 1996-12-20 |
DK0748782T3 (en) | 2004-10-11 |
EP0748782B1 (en) | 2004-06-02 |
ID17225A (en) | 1997-12-11 |
AR004941A1 (en) | 1999-04-07 |
CA2178707C (en) | 2006-04-25 |
DE69632610D1 (en) | 2004-07-08 |
EP0748782A1 (en) | 1996-12-18 |
GB9611876D0 (en) | 1996-08-07 |
CA2178707A1 (en) | 1996-12-14 |
NO962474L (en) | 1996-12-16 |
GB2302091A (en) | 1997-01-08 |
GB2302091B (en) | 1997-08-27 |
US6312515B1 (en) | 2001-11-06 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO317813B1 (en) | Cementation mixture suitable for pressure cementing and pressure cementing method | |
US6171386B1 (en) | Cementing compositions, a method of making therefor, and a method for cementing wells | |
US9458372B2 (en) | Fluid loss control agents and compositions for cementing oil and gas wells comprising said fluid loss control agent | |
AU2009329384B2 (en) | Cement compositions comprising stevia retarders | |
US6309455B1 (en) | Stable suspension of hydrocolloids and superplasticizer | |
US4935060A (en) | Hydraulic cement slurry | |
US5135577A (en) | Composition and method for inhibiting thermal thinning of cement | |
RU2478681C2 (en) | Dry cement mixture for borehole cementing | |
US5025040A (en) | Fluid loss control additives for oil well cementing compositions | |
US4931489A (en) | Fluid loss control additives for oil well cementing compositions | |
NO321188B1 (en) | Bronze cement composition and method of cementing in underground wells | |
EP0712816A1 (en) | Set retarded downhole cement composition | |
WO2004067469A1 (en) | Methods and compositions for cementing subterranean zones | |
CN107056158A (en) | Closure channeling control cement slurry for easily missing slim-hole or the well cementation of narrow gap annular | |
WO2017189302A1 (en) | New multi-purpose additive for oil and gas cementing applications | |
SG172396A1 (en) | Use of vinyl phosphonic acid for producing biodegradable mixed polymers and the use thereof for exploring and extracting petroleum and natural gas | |
WO2010009830A1 (en) | Control of the properties of cement slurries of normal densities with optimized polymers combination | |
US5046562A (en) | Fluid loss control additives for oil well cementing compositions | |
US4933378A (en) | Fluid loss control additives for oil well cementing compositions | |
Irawan et al. | An innovative solution for preventing gas migration through cement slurry in the lower Indus basin of Pakistan | |
US5228915A (en) | Fluid loss control additives for oil well cementing compositions | |
WO2007122395A2 (en) | Compositions comprising maltodextrin and associated methods | |
NO321189B1 (en) | Bronze cement composition and method of cementing in an underground well | |
EP4313904A1 (en) | Water-dispersible polymer powder compositions for cementing in subterranean formation, their manufacture and use | |
Al-Bagoury et al. | Micro-composite as a Fluid Loss Additive for Oil Well Cementing |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
CREP | Change of representative |
Representative=s name: ZACCO NORWAY AS, POSTBOKS 2003 VIKA, 0125 OSLO, NO |
|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |